孫守亮，蘇飛，郭巍，李永飛

（1.沈陽(yáng)地質(zhì)礦產(chǎn)研究所/中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局沈陽(yáng)地質(zhì)調(diào)查中心，遼寧沈陽(yáng) 110034；2.吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，吉林長(zhǎng)春 130026）

塔里木盆地巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層非均質(zhì)性及其主控因素

孫守亮1，蘇飛1，郭巍2，李永飛1

（1.沈陽(yáng)地質(zhì)礦產(chǎn)研究所/中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局沈陽(yáng)地質(zhì)調(diào)查中心，遼寧沈陽(yáng) 110034；2.吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，吉林長(zhǎng)春 130026）

塔里木盆地的巴楚-麥蓋提地區(qū)是已知的油氣富聚區(qū)，先后在多口鉆井的泥盆系儲(chǔ)層中見(jiàn)油氣顯示.但由于有利儲(chǔ)層的形成條件及分布規(guī)律不清，阻礙了該區(qū)進(jìn)一步的勘探開(kāi)發(fā)工作.通過(guò)對(duì)區(qū)內(nèi)8口井的鉆井巖心、巖石薄片及鑄體薄片觀(guān)察，結(jié)合壓汞分析及物性測(cè)試等資料，研究了該區(qū)泥盆系儲(chǔ)層的孔隙特征及非均質(zhì)性.結(jié)果表明：儲(chǔ)層砂體孔隙類(lèi)型以溶蝕粒間孔為主，其次為原生粒間孔；孔隙總體上表現(xiàn)為中小孔微細(xì)喉，分選差的結(jié)構(gòu)特點(diǎn).另外，砂巖密度及滲透率變異系數(shù)等定量參數(shù)表明研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層層間及層內(nèi)均具有強(qiáng)非均質(zhì)性.其非均質(zhì)程度主要受控于砂體成因類(lèi)型、成巖作用，早期油氣的充注僅對(duì)部分區(qū)域的物性具有間接的控制作用.

控制因素；非均質(zhì)性；泥盆系儲(chǔ)層；塔里木盆地；新疆

0 引言

巴楚-麥蓋提地區(qū)（簡(jiǎn)稱(chēng)巴麥地區(qū)）位于新疆塔里木盆地的中西部，跨越巴楚斷壟和麥蓋提斜坡兩個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元（圖1）.巴麥地區(qū)是已知的油氣富聚區(qū)，先后在BT4、BK8等鉆井的泥盆系儲(chǔ)層中見(jiàn)到油氣顯示和低產(chǎn)油層，并取得豐碩的油氣成果.但泥盆系儲(chǔ)層多為特低孔特低滲型，油氣產(chǎn)能低；有利儲(chǔ)層的形成條件及分布規(guī)律不清，阻礙了該區(qū)下一步勘探開(kāi)發(fā)工作［1］.筆者通過(guò)對(duì)區(qū)內(nèi)8口鉆井的鉆井巖心、巖石薄片及鑄體薄片觀(guān)察，并結(jié)合壓汞分析及物性測(cè)試等資料，研究塔里木盆地巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層的非均質(zhì)性及其控制因素，為該區(qū)進(jìn)一步的勘探部署和今后的開(kāi)發(fā)工作提供依據(jù).

圖1 塔里木盆地巴麥地區(qū)構(gòu)造分區(qū)及樣品采集位置圖Fig.1 Tectonic units and sampling locations of Bachu-Maigaiti area in Tarim Basin

1 儲(chǔ)層巖性學(xué)特征

泥盆系在巴麥地區(qū)分布不全，東北部最厚（663.5 m），呈東北向西南逐漸減薄的分布趨勢(shì).縱向上可進(jìn)一步劃分為上泥盆統(tǒng)東河塘組（D3d）和中下泥盆統(tǒng)克孜爾塔格組（D1-2k）.整體為一套以粉砂、細(xì)砂巖為主的濱岸-三角洲沉積［2］.

通過(guò)對(duì)區(qū)內(nèi)8口井386塊巖石薄片鑒定發(fā)現(xiàn)，東河塘組主要為中—細(xì)粒石英砂巖，石英含量高達(dá)80%～98%，平均為93.8%，長(zhǎng)石和巖屑平均含量分別為3%和3.4%（圖2），巖屑以酸性火山巖、泥巖為主，少量云母、千枚巖.反映出穩(wěn)定組分含量高，不穩(wěn)定組分長(zhǎng)石、巖屑含量低，具高成分成熟度特征.克孜爾塔格組砂巖的巖石類(lèi)型主要為細(xì)—極細(xì)粒長(zhǎng)石石英砂巖及巖屑石英砂巖.石英含量在63%～98%之間，平均86.7%；長(zhǎng)石主要為鉀長(zhǎng)石，含量1%～25%，平均5.6%；巖屑以酸性熔巖為主，少量白云母、千枚巖、泥巖巖屑，含量在1%～ 35%之間，平均7.7%.整體上，泥盆系儲(chǔ)層砂巖分選中—好，次棱—次圓狀.

儲(chǔ)層膠結(jié)物主要由硅質(zhì)、方解石、白云石組成，硅質(zhì)都呈石英次生加大邊存在，方解石、白云石膠結(jié)物，具晶粒結(jié)構(gòu)和連晶結(jié)構(gòu)，呈薄膜-孔隙式、孔隙式膠結(jié)，點(diǎn)-線(xiàn)狀接觸.填隙物雜基（基質(zhì)）類(lèi)型比較特殊，既有細(xì)粉砂和黏土雜基，還有泥晶碳酸鹽巖基質(zhì)，呈雜基支撐特征，基底式膠結(jié).另外還有一類(lèi)泥質(zhì)、鐵泥質(zhì)雜基，它們是不穩(wěn)定的細(xì)粉砂巖、黏土雜基或泥晶碳酸鹽巖基質(zhì)經(jīng)溶蝕后的殘積物，位于硅質(zhì)加大邊內(nèi)及方解石與碎屑顆粒接觸處，這說(shuō)明表生溶蝕作用形成于成巖膠結(jié)之前.

圖2 研究區(qū)泥盆系各組儲(chǔ)層巖石類(lèi)型三角圖Fig.2 Triangular diagrams of Devonian reservoir rock types in the study area

2 孔隙類(lèi)型及結(jié)構(gòu)特征

鑄體薄片分析結(jié)果表明，研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層的原生孔隙和次生孔隙分別占總孔隙的53.51%和46.49%.本區(qū)原生孔隙以剩余粒間孔、原生粒間孔為主，分別占總孔隙的14.83%、30.78%；次生孔隙以填隙物內(nèi)溶孔、溶蝕粒間孔為主，分別占總孔隙的7.91%、41.38%。由于研究區(qū)泥盆系砂巖中巖屑和長(zhǎng)石含量低，巖屑、長(zhǎng)石的粒內(nèi)溶孔不甚發(fā)育.

東河塘組砂體成因類(lèi)型主要為三角洲-濱岸沉積，18個(gè)巖心壓汞測(cè)試數(shù)據(jù)表明，東河塘組儲(chǔ)層為特低孔特低滲、特低孔超低滲型.壓汞曲線(xiàn)在一定的壓力區(qū)間較為平直；排驅(qū)壓力高，分布范圍為0.07～7.35 MPa，平均為2.37 MPa；平均孔喉半徑為0.03～4.24 μm，退汞效率9.03%～42.53%，說(shuō)明孔隙的連通性差；歪度多為正值，為粗歪度，相對(duì)分選系數(shù)為0.17～0.52，平均為0. 32；孔隙總體上表現(xiàn)為中小孔微細(xì)喉，分選差的結(jié)構(gòu)特點(diǎn).根據(jù)碎屑巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)級(jí)別及其主要?jiǎng)澐謽?biāo)志［3］，東河塘組的碎屑巖孔隙結(jié)構(gòu)界別為ⅡB.

克孜爾塔格組儲(chǔ)層主要是一套三角洲-潮坪成因砂體，統(tǒng)計(jì)近105個(gè)樣品壓汞測(cè)試數(shù)據(jù)，表明其儲(chǔ)層為特低孔特低滲、低孔低滲型.壓汞曲線(xiàn)呈斜坡?tīng)?，表明孔喉分選差；排驅(qū)壓力較高，分布在0.07～7.35 MPa之間，平均為1.82 MPa；平均孔喉半徑為0.02～2.86 μm，平均值小于0.5 μm；退汞效率為14.65%～60.08%，孔隙連通性較差；粗歪度，相對(duì)分選系數(shù)為0.20～0.68，平均為0. 33；孔隙結(jié)構(gòu)特點(diǎn)與東河塘組相似，都表現(xiàn)出分選差，非均質(zhì)性強(qiáng)的特征.克孜爾塔格組碎屑巖孔隙結(jié)構(gòu)為ⅡA類(lèi)型［4］.分析結(jié)果見(jiàn)表1.

3 儲(chǔ)層非均質(zhì)程度

3.1 層內(nèi)及層間非均質(zhì)性

巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層主要為海岸環(huán)境沉積砂體，由于古海平面的變化及潮汐作用的影響，其沉積特征決定了砂體在垂向上巖性的交替變化，巖石粒度變化具有相應(yīng)的韻律性.結(jié)合鉆井巖心樣品實(shí)測(cè)的物性數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)孔隙度及滲透率同樣具有相應(yīng)的交替變化規(guī)律，多表現(xiàn)為正反韻律或反正韻律的組合形式（復(fù)合韻律），部分為單一的正韻律或反韻律（圖3）.

圖3 BK9H井（4950～4990 m）巖性-物性旋回柱狀圖Fig.3 Column of physical property cycle with lithology of BK9H（4950-4990 m）

層間非均質(zhì)性的常見(jiàn)定量參數(shù)有砂巖系數(shù)和砂巖密度.砂巖系數(shù)常以平均單井鉆遇砂層數(shù)表示，一般分層系數(shù)越大，層間非均質(zhì)性愈嚴(yán)重.而砂巖密度則正好相反，其數(shù)值越大，表示砂體越發(fā)育，連續(xù)性越好.對(duì)研究區(qū)30口鉆井巖性剖面的統(tǒng)計(jì)，泥盆系砂巖系數(shù)為14.28，砂巖密度為0.8，均表明其層間非均質(zhì)程度較強(qiáng).

3.2 滲透率非均質(zhì)性

表征滲透率非均質(zhì)程度的定量參數(shù)有滲透率變異系數(shù)（Vk）、滲透率突進(jìn)系數(shù)（Sk）和滲透率級(jí)差（Nk）.各參數(shù)判別標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表2.

表1 泥盆系各組壓汞曲線(xiàn)參數(shù)對(duì)比統(tǒng)計(jì)表Table 1 Comparison of mercury injection curve parameters between different formations in Devonian

表2 儲(chǔ)層滲透率非均質(zhì)性判別標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Criterion for heterogeneities of reservoir permeability

本文采用變異系數(shù)來(lái)表征滲透率非均質(zhì)程度，它是用于度量統(tǒng)計(jì)的若干數(shù)值相對(duì)于其平均值的分散程度.公式如下：式中的ki為層內(nèi)某樣品的滲透率值，i=1，2，3，…，n；為層內(nèi)樣品滲透率的平均值；n為層內(nèi)樣品個(gè)數(shù).

經(jīng)計(jì)算，東河塘組儲(chǔ)層滲透率變異系數(shù)為1.2275，克孜爾塔格組為1.1479，遠(yuǎn)高于0.7，表明巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層具有高的非均質(zhì)程度，且克孜爾塔格組儲(chǔ)層非均質(zhì)程度好于東河塘組.

4 非均質(zhì)性主控因素分析

4.1 砂體成因類(lèi)型

為掌握不同沉積相帶儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律，對(duì)研究區(qū)不同沉積微相進(jìn)行了孔、滲數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)（圖4），結(jié)果表明泥盆系儲(chǔ)層發(fā)育明顯受沉積相帶的控制.三角洲沉積體系中以分流河道砂體物性最好，席狀砂次之，河口壩稍差；濱岸沉積體系中以前濱中的灘砂儲(chǔ)層物性最好，臨濱砂體物性較差；而潮坪沉積體系中僅混合坪儲(chǔ)層物性相對(duì)較好.

通過(guò)對(duì)比巖石粒度、填隙物含量等定量參數(shù)與孔滲數(shù)據(jù)的相關(guān)性，結(jié)果與通常情況相一致［5］：碎屑顆粒的粒度越粗，孔隙度、滲透率就越高，只是本區(qū)滲透率的這一相關(guān)性更加明顯.另外，區(qū)內(nèi)雜基含量的高低對(duì)儲(chǔ)層影響有所不同，例如細(xì)砂紋層中泥質(zhì)含量略低，呈薄膜式分布，形成黏土環(huán)邊，阻止自生石英的生長(zhǎng)及減緩上覆地層的機(jī)械壓實(shí)，有利于原生孔隙的保存［6］；相對(duì)泥質(zhì)雜基含量高的極細(xì)砂層孔隙則不發(fā)育，很致密.

4.2 成巖作用

研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層非均質(zhì)性受多種因素控制，除砂體成因類(lèi)型外，后期成巖作用的影響也很明顯［7-8］.根據(jù)流體包裹體測(cè)溫、有機(jī)質(zhì)成熟度等方面的綜合分析，泥盆系儲(chǔ)層成巖作用達(dá)到中成巖早期.本區(qū)對(duì)儲(chǔ)層物性有重要影響的成巖作用包括壓實(shí)作用、溶解作用、膠結(jié)作用.

（1）機(jī)械壓實(shí)作用和溶解作用

研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層的壓實(shí)作用在空間上具有一定不均勻性，平面上受控于巖石本身的成分和成巖膠結(jié)類(lèi)型，垂向上還受控于埋藏深度的影響.泥盆系儲(chǔ)層物性演化圖（圖5）顯示，埋深小于3000 m時(shí)，隨著埋深的增大，孔隙度和滲透率減小明顯，孔隙度由大于12%降至4%左右.在埋深3400～3600 m和4850～5100 m處出現(xiàn)了兩個(gè)高孔、高滲帶，是由成巖晚期溶解作用造成的.

（2）膠結(jié)作用

研究區(qū)膠結(jié)作用總體較強(qiáng)、局部富集，是儲(chǔ)層物性衰減的重要影響因素.統(tǒng)計(jì)分析表明，隨著石英次生加大含量的增加，級(jí)別的提高，儲(chǔ)層物性隨之降低.而碳酸鹽巖膠結(jié)具有明顯的兩面性，鑄體薄片觀(guān)察顯示，方解石、白云石膠結(jié)物或被其交代顆粒在成巖晚期被溶蝕成孔，克孜爾塔格組的這一現(xiàn)象更為明顯.另一方面，由于東河塘組儲(chǔ)層砂巖厚度較薄，上覆石炭系、下伏志留系存在大套泥質(zhì)巖類(lèi)，泥巖壓實(shí)后，水排入砂巖，帶來(lái)了較多的碳酸鹽膠結(jié)物，使孔隙度和滲透率大幅降低.所以東河塘組儲(chǔ)層厚度小于20 m的地區(qū)，其儲(chǔ)層性質(zhì)相對(duì)都較差［9-10］.

4.3 早期油氣充注

圖4 各沉積微相孔隙度（a）及（b）滲透率分布直方圖Fig.4 Histogram for porosity and permeability distribution of different sand genetic types

圖5 巴麥地區(qū)儲(chǔ)層孔滲物性演化圖Fig.5 Evolution diagram of reservoir physical properties in Bachu-Maigaiti area

早期烴類(lèi)的注入可以抑制地層水的流動(dòng)，對(duì)膠結(jié)物來(lái)源有一定的阻礙作用［11］，可以抑制伊利石生成，削弱壓實(shí)作用，有利于原生孔隙保存［12］.另外，油氣充注又為孔隙水提供一定量的有機(jī)酸，改變其pH值而促進(jìn)礦物的溶解，二者之間相輔相成［13-14］.鏡下鑒定顯示研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層見(jiàn)早期油氣運(yùn)移聚集殘留的瀝青，吸附在孔隙周?chē)?，而沒(méi)有瀝青環(huán)繞的孔隙均被方解石填充膠結(jié)（圖6）.

通過(guò)對(duì)比泥盆系東河塘組和克孜爾塔格組干層、水層與油氣顯示層砂巖中的碳酸鹽含量，發(fā)現(xiàn)干層、水層砂巖中碳酸鹽含量明顯高于含油砂巖.并且隨著含油砂巖的油氣顯示級(jí)別的提高，碳酸鹽的含量隨之減少.尤其是研究區(qū)內(nèi)的BT4井和BK8井，孔隙好的儲(chǔ)層基本為油浸、油斑、油跡等砂巖組成（圖7）.因此，BT4井和BK8井砂巖儲(chǔ)層中碳酸鹽的含量差異，可能與早期烴類(lèi)注入有關(guān).

圖6 早期烴類(lèi)注入與剩余孔隙關(guān)系Fig.6 Relationship between early hydrocarbon injection and remaining porosity

5 結(jié)論

（1）根據(jù)壓汞測(cè)試數(shù)據(jù)，巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層孔隙總體上表現(xiàn)為中小孔微細(xì)喉，分選差的結(jié)構(gòu)特點(diǎn).孔隙類(lèi)型以溶蝕粒間孔為主，其次為原生粒間孔.由于區(qū)內(nèi)泥盆系砂巖中巖屑和長(zhǎng)石含量低，粒內(nèi)溶孔不甚發(fā)育.

（2）物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析表明，研究區(qū)泥盆系儲(chǔ)層的孔隙度及滲透率隨巖性具有相應(yīng)的交替變化規(guī)律，多表現(xiàn)為正反韻律或反正韻律的組合形式.另外表征非均質(zhì)性的各定量參數(shù)均表明巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層具有高的非均質(zhì)程度，且克孜爾塔格組儲(chǔ)層非均質(zhì)程度好于東河塘組.

（3）巴麥地區(qū)泥盆系儲(chǔ)層非均質(zhì)性主要受控于砂體成因類(lèi)型、成巖作用、早期油氣注入的影響.砂體成因方面，以三角洲沉積體系中分流河道砂體物性最好，席狀砂次之，河口壩稍差；濱岸沉積體系中以灘砂儲(chǔ)層物性最好，臨濱最差.成巖作用方面，機(jī)械壓實(shí)及膠結(jié)作用破壞原生孔隙，溶解作用則是改善儲(chǔ)層物性重要因素；而早期油氣的充注僅對(duì)部分區(qū)域的物性具有間接的控制作用.

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HETEROGENEITY OF DEVONIAN RESERVOIR AND ITS MAJOR CONTROLLING FACTORS IN BACHU-MAIGAITI AREA,TARIM BASIN

SUN Shou-liang1,SU Fei1,GUO Wei2,LI Yong-fei1
（1.Shenyang Institute of Geology and Mineral Resources,CGS,Shenyang 110034,China; 2.College of Earth Sciences,Jilin University,Changchun 130026,China）

Bachu-Maigaiti area in Tarim Basin is well known for accumulation of oil and gas,where oil and gas have been found in many wells in the Devonian reservoir.However,the uncertainty of forming conditions of favorable reservoir and distribution regularity hinders further exploration and development in the area.With observation of drilling cores,rock slices and casting thin sections of eight wells,combining with intrusive mercury analysis and porosity and permeability test,the authors study pore characteristics and non-homogeneity of the Devonian reservoir in the area.The results show that the main sand pore type is intergranular dissolution pore,followed by primary intergranular pore,with structural characteristics of fine pore,fine throat and poor sorting.In addition,quantitative parameters such as sandstone density and permeability variation coefficientshowastrongheterogeneitybetweenandwithin the layers of the Devonian reservoir in the study area.The degrees of heterogeneity are mainly controlled by genetic types of sandbody and diagenesis.The early oil and gas filling has only an indirectcontrollingeffectonpartofthearea.

controlling factor;heterogeneity;Devonian reservoir;Tarim Basin;Xinjiang

1671-1947（2014）05-0470-06

P618.130.2

A

2013－02－26；

2013-06-25.編輯：周麗、張哲．

中石化西北分公司項(xiàng)目（編號(hào)SCK-JL（7.4）05-2008）、中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局項(xiàng)目（編號(hào)1212011121085）聯(lián)合資助.

孫守亮（1982—），男，碩士，主要從事沉積學(xué)與石油地質(zhì)學(xué)研究工作，通信地址遼寧省沈陽(yáng)市皇姑區(qū)黃河北大街280號(hào)，E-mail//ssl_email@126.com